Лекції 14-16
Регулювання напруги в електричних системах
План лекції
1. Необхідність регулювання напруги
2. Методи регулювання напруги.
3. Засоби і способи регулювання напруги.
4. Порівняльна а способів регулювання напруги.
1. Необхідність регулювання напруги.
Значення напруги у вузлі визначається балансом потужностей і в першу чергу реактивних. Напруга є локальним параметром. Будь який приймач електричної енергії проектують і конструюють так, щоб він експлуатувався при номінальній напрузі і частоті, що забезпечує оптимальні технічно-економічні характеристики приймача. Важливі характеристики напруги установлені ДОСТ 13109-97 – відхилення напруги, розмах зміни напруги, доза коливань напруги, тривалість провалу напруги та імпульсна напруга. При цьому однією з найважливіших характеристик напруги є відхилення напруги і питання регулювання напруги важливе.
У об'єднаних електричних системах, що мають складну схему і значну протяжність, шини генераторів електричних станцій і шини приймачів електроенергії розділяють мережі декількох рівнів номінальної напруги. При постійному рівню напруги на шинах генераторів рівні напруги на шинах в живлячих і розподільчих мережах і на шинах споживачів змінюються. Відхилення напруги зумовлені повільними процесами зміни втрат напруги через зміну навантажень у електричній системі, та зміну її конфігурації. Відключення і вмикання елементів електричної системи проводиться за планом для організації ремонтів і створення найкращих режимів роботи. Мають місце також відключення результаті аварій.
Відхилення напруги справляють різний вплив на режими роботи окремих споживачів.
Для мереж до 35 кВ установлені припустимі відхилення напруги від номінального значення. Для високовольтних мереж напругою 35 кВ і вище встановлені граничні значення напруги за умовами роботи ізоляції: 35 кВ - 220 кВ + 15 %, 330 кВ +10 % , більш високих напруг +5 %.
Неминуча зміна напруги в мережі з одного боку й обмеження на область можливих змін напруги з іншого боку призводять до необхідності регулювання напруги в електричних системах.
У енергетиці використовується ієрархічна система регулювання реактивних потужностей і напруги. Реалізується ця система у вигляді погоджених дій оперативного персоналу різноманітних об’єктів і рівнів (електричні станції, підстанції, підприємства електричних мереж, електрична система) керування. Історично склалося так, що в основному засоби і способи регулювання знаходяться в нижній ланці керування й утворюють локальну систему регулювання. Але й у ній можна виділити локальне централізоване регулювання і локальне місцеве регулювання (рис. 1).
2. Методи регулювання напруги.
Метод регулювання визначається залежністю споживаної потужності в часу (графіком навантажень). На рис. 2-4 приведені можливі графіки навантажень
Існують такі методи регулювання напруги:
1. Стабілізація напруги (рис. 2, для споживачів з практично незмінним навантаженням).
2. Двохступінчате регулювання (рис. 3, для споживачів з яскраво вираженим двохступінчатим графіком).
3. Зустрічне регулювання (рис. 4).
Оскільки завжди є перемінне навантаження, то в основному використовується метод зустрічного регулювання напруги.
Виділимо такі режими роботи споживачів і мережі:
- режим найменших навантажень (позначимо режим НМ);
- режим максимальних навантажень (позначимо режим НБ).
Суть методу зустрічного регулювання міститься у тому, що:
1. У режимі найбільших навантажень напруги в центрі живлення підвищують, а в режимі найменших навантажень - знижують.
2. Існує поняття бажаної напруги при розрахунках необхідного коефіцієнта трансформації трансформатору:
Приклад: Вибрати бажану напругу для режиму максимальних і мінімальних навантажень для випадку, коли на підстанції встановлені трансформатори з Uвном=115 кВ; Uнном = 11 кВ.
До обмотки нижчої напруги трансформатора з номінальною напругою Uнном =11 кВ підключається мережа з номінальною напругою 10 кВ і тому:
Uб= 1,05*10 = 10,5 кВ урежимі НБ,
Uб = 1,0*10 = 10,0 кВ у режимі НМ.
Нагадуємо, що шкала номінальних напруг мереж має вид: 330, 220, 110, 35, 20, 10.6, 0.4 кВ. Номінальні напруги трансформаторів можуть бути більшими Uном мереж, які підключені до обмоток трансформаторів на 5 % - 10 %. У прикладі Uнном трансформатора дорівнює 11 кВ що на 10 % більше номінальної напруги мережі.
3. Засоби і способи регулювання напруги.
За допомогою рис. 5 розглянемо можливі способи регулювання напруги.
Еq – ЕРС генератора, її значення визначається струмом збудження генератора;
Uг, U1 , U2 , U3 - напруги на шинах генератора й у вузлах 1, 2, 3 відповідно.
При передачі потужності від генератора в елементах мережі існують втрати напруги (DUг, DUТ1, DUЛ, DUТ2 ). Якщо значення навантажень споживачів не змінюється і струм збудження постійний, то не змінюються втрати напруги і як наслідок рівні напруг на усіх шинах не змінюються. Якщо струм збудження постійний, а потужність споживачів електроенергії змінюється, то змінюються і втрати напруги в усіх елементах електричної системи і змінюється значення напруг Uг, U1 , U2 , U3.
З рис. 5 випливає, що діяння на регулювання режиму напруги в електричній мережі можна здійснити зміною: ЕРС генераторів; перерозподілом активних потужностей у мережі; перерозподілом реактивних у мережі; активного опору лінії електропередачі.
Змінюючи струм збудження можна змінити значення ЕРС, а значить і напруги Uг, U1 , U2 , U3 навіть при постійних втратах напруги в електричній системі.
Втрати напруги визначаються потужністю, що протікає по елементах і рівнем напруги в вузлах елемента. Активна потужність і пов’язана з нею енергія необхідні для перетворення в споживачах в інші види енергії. Але частину реактивної потужності можна одержати за допомогою пристроїв, що використовуються для поперечної компенсації. У такому разі мережа розвантажиться по реактивній потужності, а втрати напруги у генераторі, лінії, трансформаторах зменшаться і напруги в точках 1, 2, 3 зростуть.
Втрати напруги залежать також від опорів лінії. Якщо умкнути послідовно у розсічку повітряної лінії батарею конденсаторів БК (установки поздовжньої компенсації - УПК), то можна зменшити загальний індуктивний опір (Хл - Хупк) і втрати напруги.
Існують слідуючи способи регулювання напруги:
1. Регулювання струму збудження генераторі електростанцій (засіб – пристрій автоматичного регулювання збудження).
2. Подовжня компенсація – зміна індуктивного опору повітряних ліній за рахунок умикання в розсічку лінії УПК (засіб – УПК).
3. Поперечна компенсація реактивної потужності. Використовують і другу назву цього ж способу – зміна потоків реактивної потужності в мережі. БК включається паралельно навантаженню на повну напругу мережі, вона є джерелом реактивної потужності (засіб – компенсуючий пристрій).
4. Зміна коефіцієнта трансформації трансформаторів, які встановлено на підстанціях (засіб - пристрої для зміни відгалуження без збудження - ПБВ та під навантаженням – РПН).
5. Перерозподіл потужностей за допомогою вольтододаткових агрегатів - ВДА (засоби - вольтододаткові трансформатори –ВДТ або лінійні регулятори - ЛР).
6. Зміною конфігурації мережі.
Відзначимо, що основним способом регулювання напруги є зміна коефіцієнта трансформації трансформаторів. Розгляньмо більш докладно особливості та області застосування кожного з способів регулювання напруги в електричних мережах.
1. Регулювання струму збудження генераторів електростанцій.
Це є допоміжним способом регулювання напруги по наступним причинам:
- недостатній діапазон регулювання напруги генератора. При постійній активній потужності генератора можна змінювати напругу генератору тільки в межах ±5 % від Uном генератора. Uном генератора на 5 % більше номінальної напруги мережі, яка живиться від шин генератора. Цей діапазон 5 % явно малий. В кожному трансформаторі мережі втрата напруги у відносних одиницях дорівнює 10 % від потужності трансформатору, тобто DUтрансф. = 0.1* Sтрансф. *, де Sтрансф. * = Sтрансф./Sном трансф. У середньому між шинами генераторів ТЕС і шинами, до яких підключені приймачі електричної енергії знаходиться 3-4 трансформатори. Втрати напруги тільки в трансформаторах мережі складуть (0. 3-0. 4)Sтрансф. Якщо прийняти, що в режимі найбільших навантажень потужність навантаження у відносних одиницях дорівнює 1 (Рнавантаження = 1), а в режимі мінімальних навантажень дорівнює 40 % максимального навантаження, то при цих умовах сумарні втрати напруги в в.е. складуть із розрахунку 0.1*Рнавантаження:
åDUНБ= (0.3 - 0.4) в.е. або (30 % - 40 % ) у режимі НБ,
åDUНМ = (0.12 - 0.16) в.е. або (12 % - 16) % у режимі НМ.
Діапазон зміни втрат напруги (різниця втрат у режимах НБ і НМ) на шинах споживача складає åDUНБ - åDUНМ = 18 %-24%. Діапазон регулювання напруги генератора усього 10 %;
- важко узгодити вимоги до рівня напруги віддалених від ТЕС і близьких до неї споживачів (рис. 6).
Як спосіб регулювання напруги генератори ТЕС можуть використовува-тися у випадку наявності місцевого навантаження. Це можуть бути міські і промислові мережі, які живляться від шин генераторі теплових електричних станцій.
2. Регулювання напруги зміною опору мережі.
Втрати напруги залежать і від опорів елементів мережі. Найбільш просто включити УПК. Розглянемо найпростіші мережі напругою 110 кВ без УПК та з УПК і відповідні їм схеми заміщення (рис. 7).
За умови, що напруга на початку лінії U1 постійна, визначимо напругу наприкінці лінії U2 =U1-DU1-2, де DU1-2 визначається для кожної із схем
.
При наявності УПК втрати напруги в лінії менші і тому напруга наприкінці лінії буде більша.
При передачі значних потужностей для зменшення втрат потужності і напруги використовується більш висока номінальна напруга і використовуються більші перетини ліній.
На рис. 8 показана залежність опорів ЛЕП від перетину дроту F.
Для живлячих мереж (великі перетини і Uном) характерно спів-відношення ХЛ >RЛ і тому втрата напруги в значній мірі визначається індуктивним опором лінії. Тому в таких мережах вмикання УПК більш доцільно.
Роздивимося за допомогою векторної діаграми напруг і струмів (рис. 9) випадок, коли напруга наприкінці лінії U2 нижче допустимого рівня і включимо в лінію УПК з таким опором, щоб напруга наприкінці лінії підвищилась до допустимого значення:
.
J
Нагадаємо, як будується діаграма:
1. U1 відкладаємо по осі дійсних величин комплексної площини.
2. Струм у лінії (сумарний навантаження і зарядний, причому струм навантаження більше) відстає від напруги.
3. Струм протікає по опорах і викликає падіння напруг. Тому що знаходимо U2, то вичитаємо спадання напруги від струму на активному й індуктивному опорах з урахуванням їхніх напрямків стосовно напрямку струму від вектора напруги на початку лінії.
4. З'єднаємо початок координат з кінцем векторів і одержемо вектор наприкінці лінії без УПК U2.
5. Прокладемо від кінця вектора U2 вектор спадання напруги від струму на опорі УПК такий по значенню (кут вектору спадання напруги відносно струму 900), щоб одержати U2ДОП.
Застосування УПК дозволяє поліпшити режим по напрузі для лінії. При цьому слід зазначити:
1. Підвищення напруги залежить від значення реактивної потужності або струму (потужність і струм пропорційні), що протікає через УПК.
2. Напруга в лінії стрибком підвищується починаючи з місця установки УПК. Поліпшується режим по напрузі для споживачів, розміщених за місцем вмикання УПК.
3. Чим менша реактивна потужність у мережі, тим менше впливає УПК.
4. Ростуть струми КЗ через зниження загального опору лінії, але збільшується запас стійкості.
5. УПК є без інерційним пристроєм. Втрати напруги в лінії пропорційні струму в лінії і добавка напруги УПК пропорційна струму в лінії але має інший знак. Тому використання УПК згладжує коливання напруги, які викликані наявністю різко змінних навантажень.
,
де 
; 
6. Забезпечення бажаного рівня напруги при зміні навантаження згідно з графіком можливе при автоматичному регулюванні опору УПК.
7. Втрати активної потужності при наявності УПК зменшуються незначно за рахунок збільшення U2
.
Інші характеристики повздовжнього регулювання напруги (за допомогою УПК) будуть приведені в пункті порівняння повздовжньої і поперечної компенсацій.
Виведемо вираження для розрахунку необхідного опору УПК для забезпечення припустимої напруги. Напруга наприкінці лінії при відсутності УПК дорівнює:
. (1)
Визначимо із (1) напругу на початку лінії
. (2)
Після установки УПК наприкінці лінії напруга дорівнює допустимому значенню
. (3)
Підставимо у вираз (3) значення напруги на початку лінії згідно з (2)
(4)
Виконаємо перетворення з урахуванням, що якщо 
,то обернені значення відрізняються значно менше. З урахуванням
маємо рівняння
. (5)
Вирішимо рівняння (5) щодо опору УПК
(6)
Позначимо DU=U2 ДОП-U2 і використаємо в (6)
. (7)
Доцільно використовувати у (7) для розрахунку опору УПК значення відхилення напруги в в.е. DU*. У цьому випадку маємо:
(8)
Вибір місця установки УПК. При виборі місця установки УПК варто пам’ятати, що:
1. Встановлена потужність УПК залежить від місця вмикання в мережу.
2. Добавка напруги, що розвивається УПК, завжди змінюється стрибком. Це необхідно враховувати, адже рівень напруги не може перевищити припустимого значення напруги.
Розглянемо мережу з споживачами електроенергії. На рис. 9 показана зміна напруги по магістральній лінії (епюра напруги). Припустимо, що УПК забезпечує стрибок напруги, рівний DUупк = Uмакс. доп. - Uмін. доп. Значення припустимих напруг показані штриховими лініями.
При розміщенні УПК у точці 1 споживачі, які розташовані між точками 1 і 2 будуть одержувати електричну енергію. яка не відповідає нормам якості (рис. 10, а)
При розміщені УПК у точці 3 споживачі, які розташовані між точками 2 і 3 будуть одержувати електричну енергію. яка не відповідає нормам якості (рис. 10, б).
При розміщенні УПК у точці 2 забезпечується припустиме значення напруги для всіх споживачів (рис. 10, в).
Висновок: УПК у радіальній мережі варто встановлювати на шинах тих підстанцій, на яких рівень напруги без УПК досяг мінімально допустимого значення. При цьому рівень напруги на виході УПК не повинен перевищувати U макс.доп.
Відношення Хупк/Хл *100 називають відсотком компенсації. Рекомендується застосовувати лише часткову компенсацію. Найбільш ефективно застосування УПК на радіальних нерегульованих лініях.
3. Регулювання напруги зміною потоків реактивної потужності
На розподіл реактивних потужностей в електричних мережах впливають:
- типи використовуваних пристроїв компенсації і місця установки їх в мережі;
- конфігурація мережі (замкнута або розімкнута).
У замкнутих мережах можливо впливати на перерозподіл активної і реактивної потужностей за допомогою ВДА, які забезпечують повздовжнє, поперечне, повздошно-поперечне регулювання напруги. Крім того, за рахунок коефіцієнтів трансформації трансформаторів, що входять у замкнутий контур, можливо впливати на перерозподіл реактивних потужностей.
Розглянемо поперечну компенсацію (не плутати з поперечним регулюванням напруги) реактивної потужності виконувану за допомогою компенсуючи пристроїв (КП): СК, СТ, БК, синхронних двигунів у режимі перезбудження. Напруга джерела живлення постійна.
(9) 
(10)
Аналіз (9) і (10) показує, що при наявності компенсуючи пристроїв, працюючих у режимі генерації реактивної потужності, збільшується напруга наприкінці лінії (порівняєте вираження для розрахунку втрат напруги) і втрати активної потужності в лінії.
Визначимо потужність устрою, що компенсує, необхідну для забезпечення умови U2 = U2доп.
Запишемо рівняння для напруг початку і кінця лінії при відсутності КП
. (11)
Запишемо співвідношення для визначення напруги наприкінці лінії з КП при забезпеченні припустимого значення напруги:
. (12)
Підставимо (11) у (12) і перетворимо отримане вираження розкривши скобки:
. (13)
Врахуємо, що U2»U2 ДОП, тоді 1/U2=1/U2 ДОП , тоді і
Викреслимо ці члени в (13):
. (14)
Тепер визначимо із (14) потужність КП:
. (15)
Позначимо DU=U2 ДОП-U2 і підставимо в (15):
. (16)
Запишемо відхилення напруги в в.о.
. (17)
Якщо прийняти, що U2 ДОП=U2 НОМ, то вираження (17) перетвориться до виду
. (18)
Висновки:
1. Підвищення напруги не залежить від потужності (струму) навантаження, а визначається індуктивним опором мережі, потужністю Qкп.
2. Добавка напруги є розподіленої і наростає в міру видалення від шин джерела живлення і наближення до точки підключення КП. Поліпшується режим напруги в споживачів, включених до місця підключення КП.
3. Коливання напруги не згладжуються (виняток - при використанні СК з АРЗ).
4. Втрати активної потужності при наявності поперечної компенсації істотно зменшуються.
5. Може зменшаться запас усталеності вузла навантаження при установці батарей конденсаторів.
Інші характеристики поперечної компенсації реактивної потужності з метою регулювання напруги будуть приведені в пункті порівняння подовжньої і поперечної компенсацій.
Зіставлення подовжньої і поперечної компенсацій за допомогою БК для регулювання напруги в електричних мережах:
1. При використанні УПК необхідна менша потужність батареї, чим при поперечній компенсації.
2. УПК згладжує коливання напруги, викликані різко змінним навантаженням, а при поперечній компенсації навіть посилює їх.
3. Добавка напруги УПК залежить від потужності навантаження і виникає стрибком починаючи з місця установки УПК.
Добавка напруги при поперечній компенсації не залежить від потужності навантаження (залежить від сумарного реактивного опору і потужності КП) і розподіляється від джерела живлення (ДЖ) до місця установки КП поліпшуючи режим по напруги для споживачів, підключених між ДЖ і КП.
4. УПК знижує загальний опір і
- підвищується стійкість режимів системи;
- збільшуються токи короткого замикання.
5. Поперечна компенсація істотно знижує втрати активної потужності в мережі. УПК незначно зменшує втрати активної потужності в мережі.
6. УПК збільшує небезпеку виникнення в мережі резонансу напруг.
7. Поперечна компенсація розвантажує мережу від протікання реактивних потужностей, створює передумови для зменшення перетинів проводів.
УПК дозволяє перерозподілити потоки потужності в замкнутих мережах і знизити зрівняльну потужність у цих мережах і тим самим підвищити економічність роботи замкнутих мереж.
4. Регулювання напруги зміною коефіцієнта трансформації трансформаторів
Трансформатори й автотрансформатори можуть мати пристрої регулювання напруги:
1. Пристрій для переключення відгалужень обмотки при відключеному трансформаторі від мережі - ПБЗ (переключення без збудження).
2. Пристрій для переключення відгалужень обмотки при роботі трансформатора в мережі - РПН (регулювання під навантаженням).
Трансформатори з ПБЗ:
В даний час виготовляють ПБЗ з основним і чотирма додатковими відгалуженнями.
Принципова схема приведена на рис. 11. Основне відгалуження має рівень напруги, який дорівнює номінальному значенню. При використанні чотирьох додаткових коефіцієнт трансформації змінюється. ПБЗ виконується на обмотці вищої напруги трансформатора.
Двообмоткові трансформатори з РПН:
Ці трансформатори мають спеціальний пристрій для виконання переключень при роботі трансформатора з навантаженням. Цей пристрій має значно більше відгалужень. Відгалуження виконуються на боці вищої напруги по причинам:
- менше Iном обмотки;
- більше витків основної обмотки, що дозволяє зменшити дискретність зміни напруги при переході з одного на інше відгалуження;
- котушка з обмоткою ВН знаходиться ближче до баку бо надягнута на котушку з обмоткою НН. У такому разі простіше виконати пристрій щодо регулювання напруги трансформатора.
Обмотка вищої напруги складається з двох частин - нерегульованої і регульованої. На регульованій є ряд відгалужень. Пристрій може бути підключено до одного з відгалужень, але напруга підводиться і до основного (нульового) відгалуження. При використанні відгалужень 1-2 магнітний потік у додаткових відгалуженнях спрямований так само як і потік в основній нерегульованій частині обмотки (основна і додаткова частини включені відповідно) і коефіцієнт трансформації трансформатора більше. Тому що напруга на повторній обмотці дорівнює
,
то при збільшенні Кт напруга на стороні НН зменшується.
При використанні відгалужень 3-4 магнітний потік у додаткових відгалуженнях спрямований назустріч потокові в основній нерегульованій частині обмотки (основна і додаткова частини включені зустрічно) і коефіцієнт трансформації трансформатора зменшується, а значить напруга на боці НН зростає.
Відповідно включені відгалуження позначають "+", а зустрічне включення відгалужень позначають "-". Наприклад: РПН 115± 9 Х 1.78 % / 11 кВ означає, що трансформатор має
- номінальну напругу обмотки ВН Uвном = 115 кВ;
- номінальну напругу обмотки НН Uнном = 11 кВ;
- "9" позитивних відгалужень, при використанні яких Кт росте, а фактична напруга на стороні НН трансформатора зменшується;
- "9" негативних відгалужень, при використанні яких Кт зменшується, а фактична напруга на стороні НН трансформатора росте.
Реактор Р, контакти контактора К и перемикачі П знаходяться в баку трансформатора. Самий контактор знаходиться в окремому бачку з маслом прикріпленому до бака трансформатора.
Порядок переходу у відгалуження 0 на 1 (перемикачі П1 і П2 не мають устрою гасіння дуги і не можуть розривати ланцюга із струмом; контактори К1 і К2 можуть гасити дугу і виконувати комутації під навантаженням):
1. Відключають К1.
2. Переключають П1 (перемикач без струму) на 1 відгалуження.
3. Включають К1. По дією ЕРС витка обмотки в контурі П1, К1, реактор, К2, П2 виникає зрівняльний струм. Значення струму визначається ЕРС витка обмотки й опором реактора. Реактор і потрібний для обмеження зрівняльного струму.
4. Відключають К2.
5. Перекладають П2 на 1 відгалуження.
6. Включають К2.
Автотрансформатори
Автотрансформатори можуть мати:
- пристрій регулювання напруги в нейтралі, тобто з боку нульового виводу обмотки ВН (випускались промисловістю раніше);
- пристрій регулювання з боку лінійного виводу обмотки СН (випускаються зараз).
На рис. 13 показано фазу А (три обмотки: вищої напруги ВН; середньої напруги СН; нижчої напруги НН) автотрансформатора, схема заміщення при наявності пристрою з боку нульового виводу обмотки ВН.
Цілком очевидно, що при переході з одного відгалуження на інше змінюються коефіцієнти трансформації КАТ В-С і КАТ В-Н. Якщо розглянути, як змінюються Кат в-с і Кат в-н при позитивній добавці напруги пристроєм регулювання в порівнянні з номінальними коефіцієнтами трансформації, то можна зробити висновок, що Кат в-с зменшиться, а Кат в-н збільшиться:
При негативній добавці напруги пристроєм - навпаки. Звідси випливає, що при установці пристрою регулювання в нейтрали автотрансформатора відбувається неузгоджене регулювання напруги на шинах обмоток СН і НН, тобто при підвищенні напруги на шинах СН напруга на шинах НН знижується і навпаки. Але споживачі, які підключені до шин СН і НН, розташовані в приблизно однім територіальному районі і іх навантаження змінюються подібно. Якщо росте споживана потужність на стороні СН автотрансформатора, то росте споживана потужність і на стороні НН. Напругу необхідно збільшувати як на стороні СН, так і на стороні НН автотрансформатора, а зробити це не можна.
На рис. 14 показаний автотрансформатор і схема заміщення при наявності устрої регулювання з боку лінійного виводу обмотки середньої напруги.
Кат в-с= var, а Кат в-н = const (не залежить від відгалуження устрою регулювання). Звідси випливає, що при установці пристрою з боку лінійного виводу обмотки СН автотрансформатора можна регулювати напругу тільки на стороні СН.
Якщо до обмотки НН автотрансформатора підключити навантаження, то потрібно вирішувати питання з регулюванням напруги на стороні НН автотрансформатора. Звичайно для цієї цілі встановлюють ВДА.
Три обмоткові трансформатори
Можуть мати РПН із боку обмотки ВН і ПБВ із боку обмотки СН. У цьому випадку коефіцієнти трансформації рівні:
де n, DU1 - відгалуження і добавка напруги РПН;
m, DU2 - відгалуження і добавка напруги ПБВ.
Вольтододаткові агрегати (вольтододаткові трансформатори або лінійні регулятори).
Вольтододаткові агрегати (ВДА) складаються з послідовного трансформатора і живлячого трансформатора з РПН. За допомогою ВДА в ланцюг дії ЕРС основного трансформатора вводиться додаткова ЕРС, регульована під навантаженням по рівню, знаку і фазі. ВДА, у якого повторна обмотка послідовного трансформатора включається з боку нейтрали однієї з обмоток основного трансформатора (у двообмоткових трансформаторів в обмотку ВН, у триобмоткових трансформаторів в обмотки ВН або СН) називається вольтододатковим трансформатором і використовується частіше на електричних станціях.
ВДА що включаються на виводи повторної обмотки трансформаторів або на початку лінії від шин підстанції називається лінійним регулятором.
На рис. 15 показані схеми підключення ВДА.
На рис. 15 прийняті позначення: Т1 - основний трансформатор; Т2 - послідовний (лінійний); Т3 - живлячий. ВДА складається з послідовного трансформатора і живлячого трансформаторів. Первинна обмотка послідовного трансформатора включається послідовно в ланцюг. У ній створюється додаткова ЕДС. Повторна обмотка послідовного трансформатора пов'язана з первинною обмоткою живлячого трансформатора. Повторна обмотка Т3 може включатися на фазу А, лінійні напруги АС, ВС і т.д. (рис. 16).
На рис. 17 показані векторні діаграми напруги фази А при різноманітному вмиканні напруги живлячого трансформатора ВДА. РПН послідовного трансформатора забезпечує зміну добавки напруги DЕ, утворюваної ВДА. Різноманітне вмикання живлячого трансформатора Т3 забезпечує кут між вектором напруги фази А и вектором добавки DЕ:
При підключенні живлячого трансформатора Т3 на фазу А забезпечується повздовжнє регулювання напруги (рис. 17, а).
При підключенні живлячого трансформатора Т3 на лінійну напругу В-С забезпечується поперечне регулювання напруги (рис. 17, б).
При підключенні трансформатора Т3 на лінійну напругу С-А повздошно-поперечне регулювання напруги (рис. 17, в).
ВИСНОВКИ:
1. При регулюванні напруги в електричних мережах основним є метод зустрічного регулювання напруги. Суть методу полягає в підвищенні напруги в центрі живлення в режимі максимальних навантажень і зниженні напруги в центрі живлення в режимі мінімальних навантажень.
2. Основним способом регулювання напруги є регулювання за допомогою коефіцієнтів трансформації трансформаторів. При цьому автоматично не забезпечуються найменші втрати активної потужності в мережі.
3. У найбільшій мірі знижуються втрати активної потужності в мережі при використанні поперечної компенсації реактивної потужності для регулювання напруги. При використанні в якості КП БК
- може зменшуватися запас стійкості вузла з навантаженням;
- посилюються коливання напруги.
4. Використання УПК дозволяє зменшити коливання напруги, викликані різко змінним навантаженням. Втрати активної потужності при цьому зменшуються незначно.
5. Використання ВДА дозволяє реалізувати поздовжньо - поперечне регулювання напруги.